|
| |
|
Главная -> Экология
Сокращение потребления природног. Переработка и вывоз строительного мусораКиотский протокол (КП) к Рамочной конвенции ООН об изменении климата, принятый в 1997 г., ратифицированный Россией в 2004 г. и вступивший в силу в 2005 г., не только устанавливает для развитых стран ограничения на выбросы парниковых газов (ПГ), но позволяет также торговать сокращениями выбросов ПГ в рамках так называемых проектов совместного осуществления – ПСО (Статья 6 КП). Официально этот механизм заработал в прошлом году, когда был создан соответствующий международный орган – Комитет по надзору за совместным осуществлением (JISC), и утверждены правила процедуры для квалификации проектов в качестве ПСО. Что такое ПСО? ПСО – это один из предусмотренных в Киотском протоколе гибких механизмов выполнения обязательств сторон по ограничению и сокращению выбросов парниковых газов, позволяющий одним странам засчитывать в счет выполнения своих обязательств сокращения выбросов, достигнутые в результате реализации проектов в других странах. Аналогичный механизм, позволяющий засчитывать в счет выполнения обязательств по ограничению и сокращению выбросов проектные сокращения выбросов, достигнутые в странах, не имеющих таких обязательств, например, в Индии, Китае, Латинской Америке, ЮАР, т.д., называется «механизм чистого развити» и регулируется статьей 12 КП. Третий механизм – торговля выбросами (фактически – квотами на выбросы), предусмотренный статьей 17 КП, в настоящее время не работает и неизвестно, заработает ли. Скорее, это страховочный механизм, придуманный на крайний случай. Впрочем, сегодня ведутся переговоры о торговле «зелеными» квотами на выбросы ПГ. Суть в том, чтобы средства, вырученные от продажи квот на выбросы ПГ, направлялись целевым образом на экологически значимые проекты и, прежде всего, на проекты по сокращению выбросов ПГ. В этом случае получается почти то же, что и ПСО, только наоборот. При ПСО надо сначала сократить выбросы ПГ, а потом уж получить за это деньги, а схема «зеленых инвестиций» предполагает, что деньги вперед. Хотя, конечно, не все так просто. Квалификация проекта в качестве ПСО начинается с разработки обосновывающей проектно-технической документации (РDD) в соответствии с требованиями статьи 6 Киотского протокола и JISC. Документация разрабатывается в едином установленном формате и включает в себя описание проекта, расчет выбросов ПГ по проекту, исследование Базовой линии (т.е. прогноз выбросов парниковых газов без проекта), расчет ожидаемых сокращений выбросов ПГ в результате реализации проекта, обоснование дополнительности проекта, оценку воздействия проекта на окружающую среду, план мониторинга и иные необходимые документы, в том числе документы о поддержке проекта на местном и региональном уровне. Затем проводится экспертиза (детерминация) проекта аккредитованным независимым органом (по сути, аудитором), по результатам которой принимается решение об утверждении и регистрации проекта в качестве ПСО уполномоченным органом принимающей стороны (т.е. страны, где реализуется проекта), уполномоченным органом стороны инвестора (т.е. страны, где находится покупатель сокращений выбросов), и Комитетом по надзору за совместным осуществлением. На сегодняшний день порядок утверждения и регистрации проектов совместного осуществления в России согласован ключевыми ведомствами и, как ожидается, будет принят Правительством РФ в самое ближайшее время. Что касается утверждения проекта инвестирующей стороной, то во многих странах такой порядок уже принят, и решение этого вопроса является, скорей, делом техники. Хотя и высокопрофессиональной. Более того, в соответствии с требованиями JISC, проект должен быть утвержден стороной инвестора в течение года с момента его утверждения Комитетом. Утверждение (окончательная детерминация) проекта Комитетом по надзору за совместным осуществлением производится, как правило, автоматически, если только у членов Комитета не будет обоснованных возражений. Фактические сокращения выбросов в результате реализации проекта ежегодно определяются в ходе мониторинга и подтверждаются аккредитованным независимым органом (аудитором), в общем случае тем же самым, который ранее проводил экспертизу проектной документации. Отчет о мониторинге утверждается в установленном порядке уполномоченными органами принимающей и инвесвтирующей стороны и Комитетом по надзору за совместным осуществлением. После этого в углеродном реестре принимающей стороны эмитируются особые углеродные единицы – Единицы сокращения выбросов (ЕСВ), которые передаются в реестр стороны инвестора на основании сделки, заключенной владельцем проекта. Продажа сокращений выбросов производится владельцем проекта на основании договоров купли-продажи, заключаемых с одним или несколькими заинтересованными иностранными покупателями. При этом цена сделки зависит от гарантий поставки, предоставляемых продавцом. Сегодня цена на сокращения выбросов из России колеблется от 5 американских долларов до 7-8 евро за тонну, редко выходя за указанный диапазон. Покупателями сокращений выбросов чаще всего являются европейские компании, действующие в условиях ограничений на выбросы парниковых газов в соответствии с правилами Европейской схемы торговли выбросами (EU ETS), японские компании, взявшие добровольные обязательства по сокращению выбросов ПГ, а также коммерческие и государственные углеродные фонды. Как и сколько может заработать на ПСО металлургическая отрасль? Как известно, российская металлургическая промышленность является не просто одной из наиболее энергоемких отраслей. Показатели расхода энергии в отрасли все еще значительно превосходят показатели, достигнутые в странах ЕС (см. Табл. 1). Не случайно металлургическая отрасль занимает второе место по объему выбросов ПГ в России вслед за энергетикой. В последние годы энергоемкость производства в черной металлургии удалось несколько снизить. По сравнению с 2000 г. удельный расход энергии на производство тонны чугуна уменьшился к концу 2005 г. на 4%, готового проката – на 10%, электростали – на 10%. Главным образом это стало возможным благодаря выводу из эксплуатации старых мартеновских печей, прокатных станов, коксовых батарей, доменных печей и повышению до 60% доли непрерывно-литой заготовки. Табл. 1 Удельные расходы энергоресурсов по видам металлопродукции в черной металлургии России и стран ЕС, Мкал/т продукции (2000 г.) Вид продукции Россия ЕС Производство кокса 744 600 Производство агломерата 512 627 Производство передельного чугуна 4327 2646 Производство кислородно-конвертерной стали 462 133 Производство мартеновской стали 1302 - Производство горячекатаной продукции - из непрерывно-литой заготовки 889 702 - из слитков (горячий + смешанный всад) 1 194 1007 материалы ЦНИИЧМ Однако технологическая структура производства в отрасли все еще заметно отстает от мировой. Так, например, доля электростали в России едва превышает 20%, тогда как в среднем по миру она уже перевалила за 35%. На долю мартеновского способа выплавки стали в России приходится 20,4%, а в мире этот вымирающий способ дает только 3,6%, причем треть этой величины приходится как раз на Россию (см. Табл. 2). Табл.2. Структура производства стали в мире и в России за 1990 и 2005 гг. Виды сталей 1990 г. 2005 г. Весь мир Россия Весь мир мир Россия млн.т % млн.т % млн.т % млн.т % Конвертерная сталь 448,3 58,2 28,4 31,7 687,8 61,3 39,2 59,2 Электросталь 215,6 28,0 13,4 15,0 393,8 35,1 13,5 20,4 Мартеновская сталь 106,1 13,8 47.8 53,3 40,4 3,6 13,5 20,4 Итого - 770,0 100,0 89,6 100,0 1122,0 100,0 66,2 100,0 материалы ЦНИИЧМ Это означает, что российская черная металлургия обладает значительным потенциалом для снижения энергоемкости производства и, следовательно, сокращения выбросов парниковых газов. В целом, по мнению специалистов ЦНИИЧМ, этот потенциал составляет 30-35%, или 8 млн. тонн в год. Так, замена мартеновских печей на электропечи позволяет сократить выбросы ПГ на 0,511 тонн СО2-экв. на тонну стали. Стало быть, на весь объем мартеновской стали снижение объема эмиссии парниковых газов составит 0,511 т СО2-экв./т х 13,4 млн. т. = 6,8 млн. т СО2-экв. Следует отметить к слову, что для целей ПСО сокращения выбросов ПГ считаются не по отношению к уровню, имевшему место до реализации проекта, а по отношению к их объему, который имел бы место без проекта, т.е. на сопоставимый объем производства продукции. Это значит, что даже при увеличении масштабов производства могут иметь место сокращения выбросов ПГ, если, конечно, наращивание производства происходит на новой технологической базе. Тем самым Киотский протокол стимулирует ускоренный переход на современные технологии, которые пока не получили должного развития в России ввиду различного рода препятствий (барьеров). По прогнозу специалистов ЦНИИЧМ, между 2008 и 2012 гг. (период обязательств по Киотском протоколу) «углеродоемкость» производства в отрасли уменьшится с 3,786 до 3,243 тонн СО2-экв. на тонну стали, а объем выплавки стали возрастет с 70 до 72 млн. тонн. Нетрудно подсчитать, что сокращения выбросов в пересчете на сопоставимый объем производства стали составят (3,786 - 3,243) т СО2-экв./т х 72 млн. т = 39,1 млн. т СО2-экв., что позволит отрасли дополнительно заработать на углеродном рынке 39,1 млн. т СО2-экв. х 8 евро = 312 млн. евро. При этом речь не обязательно идет о таких масштабных проектах, как замена мартеновского или конвертерного производства электросталеплавильным. Эффект в виде сокращения выбросов ПГ могут дать и локальные мероприятия, реализуемые в рамках существующих технологий и даже в рамках отдельных технологических процессов: при обогащении руд, производстве агломерата, коксохимическом, доменном, конвертерном, прокатном и трубном, огнеупорном производстве, в энергетике. Наиболее полную картину потенциала сокращения выбросов ПГ на том или ином предприятии, в том или ином конктретном производстве, может дать инвентаризация выбросов, которая проводится с использованием утвержденной международной методики. Одними из первых возможности и перспективы ПСО осознали на ОАО «Уральская Сталь» (бывший Орско-Халиловский металлургический комбинат). Здесь при участии специалистов международной компании Самсо International и Национальной организации поддержки проектов поглощения углерода (г.Москва) подготовлен проект расширения и модернизации электросталеплавильного производства (ЭСПЦ) с внедрением технологии непрерывной разливки стали более высокой производительности, который приводит к заметному снижению ресурсо- и энергоемкости производства проката и, как результат, к сокращению выбросов ПГ на 3 164,7 тыс. тонн СО2-экв. за период с 2008 по 2012 гг., или на 632,9 тыс. тонн СО2-экв. в среднем в год. В настоящее время проект проходит экспертизу у аккредитованного независимого органа – компании Det Norske Veritas (DNV), Норвегия. По оценкам, продажа сокращений выбросов ПГ в рамках ПСО позволит покрыть не менее 20-25% проектных затрат. Роль Самсо International Самсо International – одна из ведущих компаний на мировом углеродном рынке, специализирующихся на оказании услуг продавцам сокращений выбросов парниковых газов. Самсо осуществляет полный проектный цикл, обеспечивая собственными силами или в сотрудничестве с российскими углеродными компаниями подготовку необходимой документации, квалификацию, утверждение, регистрацию и ежегодный мониторинг проекта, а также продажу сокращений выбросов на максимально выгодных для клиента условиях, беря за свои услуги вознаграждение в процентах от фактически полученного клиентом дохода от продажи сокращений выбросов на углеродном рынке. При необходимости компания выполняет инвентаризацию выбросов ПГ на предприятии и дает рекомендации по сокращению за счет реализации тех или иных мероприятий. Компания оперирует по всему миру, в том числе в Центральной Европе, в Китае, в России и в других странах. В 2006 г. компания приобрела российского углеродного оператора – Компанию МКФ. На этой основе Самсо открыла филиал в Москве, а также офис в Архангельске. В настоящее время в российском подразделении компании работает 13 человек. Самсо сотрудничает с ведущими российскими углеродными компаниями, в том числе с Энергетическим углеродным фондом РАО «ЕЭС», Национальной организацией поддержки проектов поглощения углерода, Уральским центром энергосбережения и экологии, Центром экологических инвестиций и др. Среди клиентов Самсо такие известные российские компании, как РАО «ЕЭС», ОАО «Архангельский ЦБК», ОАО «Волга», ОАО «Уралсталь» и ряд других. На сегодняшний день под управлением компании находятся проекты с общим потенциалом сокращения выбросов более 103 млн. тонн СО2-экв., в том числе в России – свыше 15 млн. тонн СО2-экв., что является наилучшим показателем среди всех компаний, действующих на российском рынке. Акции компании котируются на лондонской бирже AIM (индекс САО). В 2006 г. капитализация компании превысила 140 млн. евро. Третье национальное сообщение Российской Федерации, представленное в соответствии со статьями 4 и 12 Рамочной конвенции ООН об изменении климата
Владимир Чупров Игорь Бабанин Энергетика России Топливный баланс России – это прежде всего газ, за счет которого обеспечивается половина всей производимой энергии. Уголь и нефть в совокупности дают до 40%, атомная отрасль – 4,6%. Примерно столько же дает гидроэнергетика (ГЭС). Совсем немного, около 0,5% - энергетика на основе нетрадиционных возобновляемых источников энергии - ветер, солнце, биомасса. (НВИЭ) См. рис. 1. Рис. 1. Производство первичной энергии в России Интересно сравнить существующий баланс с тем, что есть у нас в потенциале. Россия обладает экономически и технически доступным потенциалом возобновляемой энергетики, достигающим 30% от существующего энергопотребления. Кроме того, за счет внедрения новых технологий с целью энергосбережения можно экономить до 40% потребляемой энергии. См. рис. 2. Рис. 2. Сравнение потенциалов возобновляемой энергетики, энергосбережения и доли атомной энергии в общем энергетическом балансе Рассмотрим возможности реализации потенциала энергосбережения на примере экономии природного газа в топливно-энергетическом комплексе. Как экономить газ – вариант классический Половина энергетики России зиждется на использовании природного газа. Газ, при этом являются одними из самых востребованных продуктов экспорта. Около 25% всего добываемого газа продается в Европу по рыночным ценам. Остальная часть продается по заниженным тарифам на внутреннем рынке и в ближнее зарубежье, либо теряется. Задачу, которую поставило руководство страны на ближайшее десятилетие – наращивание добычи газа, в первую очередь для его экспорта. Обеспечить рост экспорта можно также за счет сокращения потребления газа внутри страны. Поэтому существующая энергетическая стратегия нацелена на преодоление «тенденции нарастающего доминирования природного газа на внутреннем энергетическом рынке». Тепловая энергетика - крупнейший внутренний потребитель природного газа. Например, в системе РАО «ЕЭС России» до 70% электроэнергии вырабатывается за счет газа. Именно поэтому в качестве экономии предлагается заменить тепловые электростанции на природном газе атомными станциями. Для этого, согласно планам правительства, предполагается построить приблизительно 30 новых реакторов к 2020 г., чтобы довести долю атомной энергетики в общем энергетическом балансе с нынешних 4-5% до приблизительно 8% (в электроэнергетическом секторе – с 16% до 25%). Официально один атомный энергоблок мощностью 1 Гигаватт «экономит» ежегодно до 2 млрд. м3 природного газа. Всего по России ядерная энергетика «экономит» до 40 млрд. м3 газа в год. См. рис. 3. Рис. 3. «Замещение» природного газа энергией АЭС и существующие потери газа Расчеты эти правда ведутся исходя из потенциальной замены газовых ТЭС с относительно низким КПД – 36%. Если принять во внимание, что в перспективе атомная отрасль будет вытеснять не устаревшие тепловые станции с КПД 36%, а новые с ПГУ-технологиями с КПД хотя бы 47%, то потенциал замещения снижается на треть с 40 до 28 млрд. м3 в год. При реализации амбициозной программы строительства новых АЭС и соответствующей инфраструктуры стоимостью 30 миллиардов долларов будет экономиться дополнительно 30-40 млрд м3 газа (при разных КПД замещаемых газовых ТЭС получаются разные результаты). Модернизация тепловой энергетики как альтернативный вариант экономии газа Вариант замещения газовой энергетики на атомную обычно преподносится как единственно возможный. Между тем, одной из реальных альтернатив является повышение эффективности использования газа в самой теплоэнергетике за счет модернизации действующих ТЭС, использующих природный газ. Установленная электрическая мощность тепловых станций по России – 148,4 Гигаватт (ГВт) . Большая часть этих мощностей - 121,4 ГВт - сосредоточена в РАО «ЕЭС России». С учетом того, что наиболее полные данные по топливопотреблению и производству энергии доступны по РАО «ЕЭС России», то основные показатели легче всего просчитать на примере этого холдинга. Производство электроэнергии на тепловых станциях РАО «ЕЭС России» - 521,4 млрд. кВт-ч. Потребление топлива – почти 140 млрд. м3 в год (нужно оговориться, что часть топлива идет на производство тепловой энергии для обогрева помещений). Здесь мы подходим к самому интересному. Средний электрический КПД тепловых станций на газе по РАО «ЕЭС России» - 29,45%. Но благодаря переходу на новые так называемые парогазовые (ПГУ) технологии, КПД может вырасти приблизительно в 1,5 - 2 раза с нынешних 29,45% до 47-58%. К сожалению, в настоящее время в России существует не более десятка эксплуатирующихся или строящихся ТЭС на новой технологии. Среди них Северо-западная ТЭЦ в Санкт-Петербурге, ГРЭС в Ивановской области, Сочинская ТЭС, Уфимская ТЭЦ №5, Калининградская ТЭЦ-2, Тюменская ТЭЦ-1. Если предположить что повсеместно будут внедрены ПГУ технологии на электростанциях РАО «ЕЭС России», работающих на природном газе, это могло бы снизить газопотребление в европейской части России - на 27-29 млрд. куб м, а в целом по стране - на 42 млрд. куб м при том же объеме производства электроэнергии. А если учесть, что на ТЭС РАО «ЕЭС России» производится хоть и большая (85%), но только часть электроэнергии от всех ТЭС, то цифра может увеличиться до 50 млрд. м3. Какой сценарий более экономичный? Сравнение двух сценариев дает следующую картину. См рис. 4. Рис. 4. Потенциал замещения газа при условии инвестирования одних и тех же средств (30,6 млрд. долл. 1 ) в строительство различных электростанций Более низкий потенциал экономии атомной энергетики объясняется тем, что «парогазовый» сценарий «берет» количеством тепловых станций, которые можно модернизировать за те же средства. Необходимо также помнить, что атомные станции в подавляющем большинстве случаев производят только электроэнергию. В перспективе такая ситуация сохранится, так как в качестве головных в атомной энергетике рассматриваются энергоблоки типа ВВЭР, производящие только электроэнергию, а не атомные станции теплоснабжения или атомные ТЭЦ, производящие в том числе тепло. Поэтому АЭС могут использоваться только для замещения так называемых конденсационных тепловых электростанциях (КЭС), которые производят только электроэнергию и не производят тепло. Поскольку КЭС в европейской части России потребляют 30 млрд. куб м3 газа, то и возможная дополнительная «экономия» газа за счет АЭС ограничена этими рамками. Есть и еще один немаловажный фактор – атомная энергетика оставляет отходы, способов утилизации которых не разработано. Оба варианта экономии газа (при допущении ряда условий в пользу атомной энергетики) на первый взгляд привлекательны. «Парогазовый» сценарий не приводит к 100% замещению газа, хотя по абсолютному количеству газа, которое будет сэкономлено в результате модернизации ТЭС, «парогазовый» сценарий предпочтительнее (см. рис. 4). Поэтому для сравнения эффективности капитальных вложений стоит взглянуть на удельные капитальные затраты, в пересчете на единицу объема, например, 1 млрд. куб. м сберегаемого природного газа. Иными словами выяснить, сколько будет стоить экономия 1 млрд. куб. м природного газа при «атомном» и «парогазовом» сценариях. Рис. 5. Сравнение удельных затрат различных сценариев в пересчете на единицу установленной мощности и единицу сэкономленного газа Капитальные затраты на реализацию «атомного» сценария замещения единицы природного газа оказываются приблизительно на 23% выше таковых для «парогазового». Учет дополнительных расходов на вывод АЭС из эксплуатации делает «атомный» вариант еще дороже – превышение на 50-60% над «парогазовым». Интересно сравнить, стоимость экономии природного газа и его добычи (фактически экономия природного газа – это своего рода его добыча). Рис. 6. Сравнение стоимости различных способов экономии и добычи природного газа Парадоксально но факт, «добыча» газа за счет модернизация газовых ТЭС стоит почти столько же, сколько разработка Штокмановского месторождения. Достаточность генерирующих мощностей В итоге всего развития топливно-энергетического комплекса главное получить не только экономию газа, но и достаточное количество мощностей и электроэнергии. При одних и тех же инвестициях «парогазовый» сценарий позволяет в более короткие сроки обеспечить не только больший объем экономии природного газа, но и ввод в 2 раза больших объемов новых генерирующих мощностей. Немаловажный факт, который нужно помнить - при этом гарантируется обеспечение потребителя теплом. Рис. 7. Количество мощностей, получаемых при инвестиции одних и тех же средств (30,6 млрд. долл. США) при различных сценариях (ГВт установленной мощности) С учетом того, что существующие в России мощности по производству электроэнергии выработают в ближайшее время свой ресурс, мы имеем всего 10-20 лет на то, чтобы заменить порядка 97-143 Гигаватт электрических мощностей. «Атомный» сценарий долог в исполнении. Строительство одного энергоблока занимает более 5 лет в отличие от строительства парогазовой ТЭС, занимающей 2-3 года. В абсолютных выражениях атомная энергетика может вводить приблизительно 1 энергоблок за 3 года. Это связано с ограничениями объективного характера – наличием строительных мощностей и заводов по производству реакторных установок. Ограничений такого уровня в газовой энергетике нет, более того существующие мощности недозагружены. С учетом стоимости строительства это означает, что в течение 5 лет может строиться 2 атомных энергоблока общей мощностью 2 Гигаватт или за те же средства - ТЭС с парогазовыми установками мощностью более 4 ГВт (с более выгодной экономией природного газа). Выбор атомного сценария означает риск для энергодефицитных регионов, которые нуждаются в дополнительных мощностях в кратчайшие сроки. К сожалению, Энергетическая стратегия предполагает только частичную модернизацию ТЭС на газе. Всего предполагается ввести к 2020 году 31-37 ГВт тепловых станций с ПГУ технологиями. При том, что в структуре топливного баланса, доля выработки электроэнергии на газе превышает 60 процентов (!) и установленная мощность ТЭС на газе составляет порядка 100 ГВт. Иными словами модернизации подлежит только треть мощностей, работающих на газе. Для сравнения: в атомной энергетике предполагается ввести 23 ГВт мощностей стоимостью более 28 млрд. долл. , в то время как на модернизацию газовых ТЭС с получением 37 ГВт современных ТЭС потребуется 19 млрд. долл. Может ли электроэнергетика стать безъядерной? Что касается количества производимой энергии, то, согласно Энергетической стратегии России на период до 2020 г., производство электроэнергии в России в 2020 г. должно составить 1215-1365 млрд. кВт-ч. В 2004 г. производство электроэнергии в Российской Федерации составило 930,7 млрд. кВт-ч. Следует отметить, что фактические данные за 2004 г. лежат в границах прогнозных значений Энергетической стратегии, поэтому прогнозы в этой части можно считать достаточно достоверными. Согласно Стратегии, к 2020 году предполагается на тепловых станциях вырабатывать 882 млрд. кВт-ч электроэнергии с ростом топливопотребления по газу на 20% и углю на 49%. На ГЭС предполагается довести выработку до 213 млрд. кВт-часов. Но если модернизировать как газовые, так и угольные ТЭС с доведением их КПД до 50% и 40% соответственно, то количество получаемой электроэнергии при нынешнем уровне мощности и топливопотреблении составит около 970 млрд. кВт-час. Существует также огромный потенциал утилизации попутного газа (14,5 млрд. куб. м ежегодно) и потенциал утилизации газа получаемого в результате устранения утечек в газопроводах (24 млрд. куб. м ежегодно). Утилизация теряемого газа может дать при КПДэ 50% около 200 млрд. кВт-часов электроэнергии 2 Модернизация всех газовых и угольных ТЭС в сочетании с реализацией мер по развитию гидроэлектростанций, а также мерами по утилизации теряемого газа может обеспечить, без роста потребления ископаемого топлива, потребности в электроэнергии в объеме 1380 млрд. кВт-ч при необходимых 1215-1365 млрд. кВт-ч. При этом исключается использование атомной энергии. Рис. 8. Сценарий удовлетворения потребностей РФ в электроэнергии к 2020г. без роста потребления ископаемого топлива и использования АЭС Если говорить о более долгосрочных перспективах энергетики, то необходимо учесть, что запасы урана для тепловых атомных станций по срокам сравнимы с запасами нефти. Дешевые запасы урана закончатся в ближайшие 20 лет. Переход на новый тип атомных станций на плутониевом топливе к середине 21 века технологически очень сложен, крайне дорог и опасен, с точки зрения распространения ядерного оружия. В сочетании с долей атомной энергетики 4-5% в общем энергобалансе (как для России, так и для мира) вопрос о развитии альтернативных источников энергии в долгосрочной перспективе должен восприниматься всерьез уже сегодня. Источники финансирования Проекты модернизации газовых ТЭС могут реализовываться путем привлечения инвестиций РАО «Газпром», который должен быть заинтересован в экспорте природного газа, высвобождающегося в результате модернизации. Затраты РАО «Газпром» в пересчете на единицу объема газа, сэкономленного при «парогазовом» сценарии, будут как минимум на четверть ниже, чем инвестиции в «атомный» сценарий и сравнимы с затратами на разработку новых месторождений. Кроме того, «парогазовый» сценарий может стать предметом внимания Правительства Российской Федерации, так как в перспективе «парогазовый» сценарий позволит избежать значительных расходов на вывод АЭС из эксплуатации и других расходов, связанных с радиоактивными отходами. Примечания 1. 30,6 млрд. долл. США – размер предполагаемых инвестиций в строительство новых АЭС. 2. Нельзя забывать что производство электроэнергии может быть обеспечено за счет развития возобновляемых источников энергии, экономически и технически доступный потенциал которых составляет порядка 30% общего энергобаланса России, или 270 млн. т. условного топлива (в первую очередь уже реализуемый потенциал биомассы на крупных деревоперерабатывающих предприятиях). Литература 1. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. (Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 г. N 1234-р). 2. Сокращение потребления природного газа и перспективы электроэнергетики: «атомный» и «парогазовый» сценарии. И.В. Бабанин, В.А. Чупров, М. 2006. 3. Сколько стоит ядерное электричество. В.А. Чупров, М. 2004.
Потенциал энергосбережения оао. Газовый перебор. Янукович согласился на рыночные тарифы. Инвесторы ждут реформ. Тони блэр призвал бороться за эн. Главная -> Экология 
|